RU2400620C1

RU2400620C1 - Development method of high-viscosity oil field at thermal steam action on formation

Info

Publication number: RU2400620C1
Application number: RU2009129125/03A
Authority: RU
Inventors: Равиль Рустамович Ибатуллин (RU); Равиль Рустамович Ибатуллин; Рашит Газнавиевич Рамазанов (RU); Рашит Газнавиевич Рамазанов; Марат Халимович Салимов (RU); Марат Халимович Салимов; Дмитрий Витальевич Страхов (RU); Дмитрий Витальевич Страхов; Радик Зяузятович Зиятдинов (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2009-07-28
Filing date: 2009-07-28
Publication date: 2010-09-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry. ^ SUBSTANCE: method involves well drilling, formation of tiers of process channels within one formation, pumping of steam to the main process channels, pumping of heated high-viscosity oil with a pump from additional process channels by having divided the formed tiers of process channels with a packer. According to invention, prior to installation of packer, there decreased is hydrodynamic fluid level in the well to minimum possible. High-viscosity oil is pumped from time to time to maintain minimum possible level of the well fluid for normal operation of the pump so that between the main and additional process channels there created is extended condensation zone of pumped water vapour with no water available in it. At that, oil is pumped from the well and vapour is pumped to the main process channels till temperature and pressure in the well is stabilised. ^ EFFECT: increasing heating efficiency of porous medium with vapour and increasing filtration speed of oil to additional channels at thermal steam action on formation. ^ 1 dwg

Description

Изобретение относится к добыче нефти с применением паротеплового воздействия на пласт, преимущественно из коллекторов с тяжелой битумной нефтью.The invention relates to oil production using steam and thermal effects on the reservoir, mainly from reservoirs with heavy bituminous oil.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (Патент РФ №2287677, E21B 43/24). Способ включает бурение добывающей двухустьевой горизонтальной скважины. Выше упомянутой скважины бурят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину. За счет закачки пара создают проницаемую зону между скважинами и, при продолжении закачки пара в нагнетательную скважину, начинают отбор скважинной жидкости из добывающей скважины.A known method for the development of oil bitumen deposits (RF Patent No. 2287677, E21B 43/24). The method includes drilling a producing double mouth horizontal well. Above said well, a two-wellhead horizontal injection well is drilled. Due to the injection of steam, a permeable zone is created between the wells and, with the continued injection of steam into the injection well, the selection of well fluid from the producing well begins.

Недостатком известного способа является то, что при добыче высоковязкой нефти из горизонтальной скважины охват тепловым воздействием по всей длине призабойной зоны и ее раздренирование остаются низкими при высоких энергозатратах, а добыча нефти малоэффективной, так как не обеспечивается достаточно быстрый и равномерный прогрев пористой среды пласта.The disadvantage of this method is that during the production of highly viscous oil from a horizontal well, the thermal impact along the entire length of the bottomhole zone and its drainage remain low at high energy costs, and oil production is ineffective, since a sufficiently quick and uniform heating of the porous formation environment is not provided.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является «Способ эксплуатации многоствольной скважины для добычи высоковязкой нефти» (Патент РФ №2333340, E21B 43/02). Способ эксплуатации многоствольной скважины включает подачу пара в основные технологические каналы, образующие ярус нагнетания, и фильтрацию нефти в дополнительные технологические каналы, образующие ярус откачки, причем фильтрация нефти происходит при пластовом давлении. Использование известного способа за счет формирования дополнительного ряда технологических каналов (яруса откачки) в пределах одного пласта позволяет с помощью одной скважины как производить закачку теплоносителя в пористую среду пласта, так и производить добычу разогретой тяжелой вязкой нефти из нее, используя существующие насосы.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed invention is the "Method of operating a multilateral well for the production of highly viscous oil" (RF Patent No. 2333340, E21B 43/02). A method of operating a multilateral well includes supplying steam to the main technological channels forming the injection tier and filtering oil into additional technological channels forming the pumping tier, and oil filtration occurs at reservoir pressure. Using the known method due to the formation of an additional number of technological channels (pumping tier) within one formation allows using one well both to pump the coolant into the porous medium of the formation and to produce heated, viscous heavy oil from it using existing pumps.

Недостатком известного способа является неравномерность прогрева паром пористой среды, расположенной между ярусом нагнетания, который состоит из основных технологических каналов, и ярусом откачки, который состоит из дополнительных технологических каналов. Недостатки известного способа обусловлены физическими причинами: конденсация водяного пара происходит непосредственно около стенок основных технологических каналов с образованием оторочки конденсата водяного пара (водяной вал). Проницаемость пористой среды резко падает, давление в каналах возрастает, как следствие, пар конденсируется при более высокой температуре, а основная часть энергии пара расходуется не на нагрев пласта, а на совершение механической работы - на продвижение водяного вала вглубь пласта. Кроме того, фильтрация разогретой нефти из пористой среды в дополнительные технологические каналы происходит при давлении, обусловленным повышенным уровнем жидкости в скважине, который зависит от пластового давления.The disadvantage of this method is the uneven heating of the vapor of the porous medium located between the discharge tier, which consists of the main technological channels, and the pumping tier, which consists of additional technological channels. The disadvantages of this method are due to physical reasons: condensation of water vapor occurs directly near the walls of the main technological channels with the formation of the rim of the condensate of water vapor (water shaft). The permeability of the porous medium drops sharply, the pressure in the channels increases, as a result, the steam condenses at a higher temperature, and the main part of the steam energy is spent not on heating the formation, but on performing mechanical work - to move the water shaft deep into the formation. In addition, the filtration of heated oil from the porous medium into additional process channels occurs at a pressure due to the increased level of fluid in the well, which depends on the reservoir pressure.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности прогрева пористой среды и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы.The technical task of the invention is to increase the efficiency of heating a porous medium and increase the speed of oil filtration into additional channels.

Техническая задача решается за счет того, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт, включающем бурение скважины, формирование ярусов технологических каналов в пределах одного пласта, закачку теплоносителя в основные технологические каналы, откачку разогретой высоковязкой нефти из дополнительных технологических каналов, согласно предлагаемому изобретению откачку нефти из скважины осуществляют при пониженном давлении в режиме кратковременной эксплуатации электроцентробежного насоса, то есть при установлении в скважине минимально допустимого оптимального уровня жидкости, способствующего нормальной работе насоса, например, с применением универсального (сертифицированного) контроллера для ШГН.The technical problem is solved due to the fact that in the method of developing a highly viscous oil field with steam and thermal treatment of a formation, including drilling a well, forming tiers of technological channels within one formation, pumping coolant into the main technological channels, pumping out heated high-viscosity oil from additional technological channels, according to the present invention, the pumping of oil from the well is carried out under reduced pressure in the mode of short-term operation of the electric centrifugal pump, that is, when the minimum acceptable optimum fluid level is established in the well, which contributes to the normal operation of the pump, for example, using a universal (certified) controller for SHGN.

Новым является то, что перед установкой пакера гидродинамический уровень жидкости в скважине до минимально возможного, а откачку высоковязкой нефти производят периодически для поддержания минимально возможного для нормальной работы насоса таким образом, что между основными и дополнительными технологическими каналами создают протяженную зону конденсации закачиваемого водяного пара при отсутствии в ней воды, при этом откачку нефти из скважины и закачку пара в основные технологические каналы производят до стабилизации температуры и давления в скважине.New is that before installing the packer the hydrodynamic level of the liquid in the well to the minimum possible, and the pumping out of highly viscous oil is carried out periodically to maintain the minimum possible for normal operation of the pump so that between the main and additional technological channels create an extended condensation zone of injected water vapor in the absence of water in it, while pumping oil from the well and injecting steam into the main technological channels is carried out until the temperature is stabilized and ablation in the well.

Физической сутью данного предложения является эффективное использование тепла из закачиваемого пара не за счет охлаждения, а за счет управляемой конденсации, то есть за счет принудительного создания в пористой среде протяженной зоны конденсации закачиваемого водяного пара за счет понижения давления ниже пластового. При этом образование водяной оторочки уменьшается, так как скорость распространения давления в пористой среде на порядки превышает скорость фильтрации воды в том же пласте. Известно, что конденсация пара (фазовый переход) и напрямую связанное с этим выделение основного количества тепла определяется изменением давления в зоне конденсации (в данном случае это пористая среда между двумя ярусами технологических каналов). В известных способах выделение тепла обусловлено скоростью охлаждения пара, то есть теплопередачей, которая происходит на начальном участке пористой среды при контакте закачиваемого пара с холодными породой, нефтью и водой. В лучшем случае этот показатель составляет миллиметры в секунду. Это предопределяет минимальный размер зоны конденсации при паротепловом воздействии в известных способах. Кроме того, понижение давления в пористой среде ниже пластового обуславливает увеличение скорости фильтрация пара в пористую среду вокруг основных технологических каналов, в которые закачивают водяной пар, а также приводит к увеличению скорости фильтрация разогретой нефти из пористой среды в дополнительные технологические каналы.The physical essence of this proposal is the efficient use of heat from the injected steam not due to cooling, but due to controlled condensation, that is, due to the forced creation in the porous medium of an extended condensation zone of the injected water vapor by lowering the pressure below the reservoir. In this case, the formation of a water rim decreases, since the speed of pressure propagation in a porous medium is several orders of magnitude higher than the rate of water filtration in the same reservoir. It is known that steam condensation (phase transition) and the directly related release of the main amount of heat is determined by the change in pressure in the condensation zone (in this case, it is a porous medium between two layers of technological channels). In the known methods, heat generation is due to the rate of steam cooling, that is, the heat transfer that occurs in the initial section of the porous medium upon contact of the injected steam with cold rock, oil and water. In the best case, this figure is millimeters per second. This determines the minimum size of the condensation zone during heat and steam exposure in known methods. In addition, lowering the pressure in the porous medium below the reservoir leads to an increase in the rate of steam filtration into the porous medium around the main technological channels into which water vapor is pumped, and also leads to an increase in the rate of filtration of heated oil from the porous medium into additional technological channels.

Анализ эффективности добычи высоковязкой нефти показывает, что на ее уровень оказывает влияние, в основном, продолжительность формирования зоны конденсации водяного пара с выделением тепла, содержащегося в закачиваемом водяном паре. Чем продолжительнее время формирования зоны конденсации, тем больше тепла рассеивается и расходуется впустую.Analysis of the efficiency of the production of high-viscosity oil shows that its level is mainly affected by the duration of the formation of the zone of condensation of water vapor with the release of heat contained in the injected water vapor. The longer the formation time of the condensation zone, the more heat is dissipated and wasted.

Известно, что основное количество тепла выделяется из водяного пара при его конденсации, а не охлаждении пара. Так, если паробитумное отношение в начальный период формирования зоны конденсации составляет 6 к 1, то есть для получения 1 тонны высоковязкой нефти необходимо 6 тонн пара, то когда зона конденсации сформировалась при отсутствии водяного вала, то есть когда условия для конденсации водяного пара оптимальные, это отношение будет составлять 3 к 1 и ниже, что, в свою очередь, снижает затраты топлива для выработки пара в себестоимости добычи высоковязкой нефти.It is known that the main amount of heat is released from water vapor during its condensation, and not cooling the steam. So, if the steam-bitumen ratio in the initial period of formation of the condensation zone is 6 to 1, that is, 6 tons of steam are needed to obtain 1 ton of highly viscous oil, then when the condensation zone was formed in the absence of a water shaft, that is, when the conditions for condensation of water vapor are optimal, this the ratio will be 3 to 1 and lower, which, in turn, reduces the cost of fuel for steam production in the cost of producing high-viscosity oil.

На чертеже изображена схема многоствольной скважины в процессе осуществления предлагаемого способа.The drawing shows a diagram of a multilateral well in the process of implementing the proposed method.

Способ осуществляют в следующей последовательности. В обсадной колонне 1 выполняют прорези 2 и 3 для формирования в скважине, соответственно, яруса нагнетания пара, состоящего из основных технологических каналов 4 и 4¹, и яруса откачки нефти, состоящего из дополнительных технологических каналов 5 и 5¹. После формирования в скважине яруса нагнетания пара и яруса откачки нефти спускают технологическую колонну труб 6, в которой устанавливают насос 7 для откачки нефти. Межтрубное пространство в осадной колонне 1 от полости технологической колонны труб 6 разобщено, для чего между прорезями 2 и 3 установлен пакер 8. После установки пакера 8 с устья скважины нагнетают теплоноситель (водяной пар) в межтрубное пространство обсадной колонны 1, который, достигнув прорези 2, попадает в ярус нагнетания пара, состоящего из основных технологических каналов 4 и 4¹. По основным технологическим каналам 4 и 4¹ водяной пар попадает в пористую среду пласта и фильтруется вглубь при пониженном давлении. Разогревание происходит по всей высоте пласта и радиально направленно вглубь пористой среды от каждого из основных технологических каналов 4 и 4¹. Разогретая нефть при давлении ниже пластового из пористой среды фильтруется в ярус откачки нефти, состоящий из дополнительных технологических каналов 5 и 5¹, откуда через прорезь 3 поступает внутрь технологической колонны 6 на прием насоса 7, который в режиме кратковременной эксплуатации откачивает разогретую нефть из скважины.The method is carried out in the following sequence. In the casing 1, slots 2 and 3 are made to form, in the well, respectively, a steam injection line consisting of the main technological channels 4 and 4 ¹ and an oil pumping line consisting of additional technological channels 5 and 5 ¹ . After the formation in the well of the line for the injection of steam and the line for pumping oil, the process pipe string 6 is lowered, in which a pump 7 for pumping oil is installed. The annulus in the siege string 1 from the cavity of the process pipe string 6 is disconnected, for which a packer 8 is installed between the slots 2 and 3. After installing the packer 8, the coolant (water vapor) is pumped from the wellhead into the annulus of the casing 1, which, having reached slot 2 , enters the tier of steam injection, consisting of the main technological channels 4 and 4 ¹ . Through the main technological channels 4 and 4, ¹ water vapor enters the porous medium of the formation and is filtered deep into it under reduced pressure. Heating takes place along the entire height of the formation and radially directed into the interior of the porous medium from each of the main technological channels 4 and 4 ¹ . The heated oil at a pressure below the reservoir from the porous medium is filtered into the oil pumping tier, which consists of additional technological channels 5 and 5 ¹ , from where it passes through the slot 3 into the process column 6 to receive pump 7, which pumps out the heated oil from the well during short-term operation.

Для откачки скважинной жидкости (нефти) используют погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) или штанговый глубинный насос (ШГН). Откачку нефти при минимально допустимом динамическом уровне в скважине осуществляют известными способами, например, с применением универсального (сертифицированного) контроллера для ШГН или в режиме кратковременной эксплуатации скважины (патент РФ №2293176) для ЭЦН. Откачку нефти из скважины насосом и закачку пара в основные каналы яруса нагнетания производят до стабилизации температуры и давления в скважине, то есть при установлении в стволе скважины минимально допустимого, но оптимального уровня жидкости, способствующего нормальной работе используемых насосов (ЭЦН или ШГН).For pumping a borehole fluid (oil), use a submersible electric centrifugal pump (ESP) or a sucker rod pump (SHG). Oil pumping at the minimum acceptable dynamic level in the well is carried out by known methods, for example, using a universal (certified) controller for SHGN or in the short-term operation mode of the well (RF patent No. 2293176) for ESP. Oil is pumped out of the well by a pump and steam is injected into the main channels of the injection line until the temperature and pressure in the well are stabilized, that is, when a minimum acceptable but optimal level of fluid is established in the wellbore that facilitates the normal operation of the pumps used (ESP or SHGN).

В случае закачки водяного пара с давлением 1,0 МПа температура конденсации составит 180°С, то есть основная часть тепла из-за большого перепада температур (180°С пара и 8-15°С породы) выделяется непосредственно около основных технологических каналов 4 и 4¹. Давлению 0,3-0,4 МПа, технически достижимому по данному способу, температура конденсации составит 130-145°С, т.е. по предлагаемому способу теплоноситель в виде пара, а не конденсата проникнет на большую глубину до последующей конденсации в области пласта с температурой 130-145°С, а не из-за охлаждения в результате смешения с холодной пористой средой.In the case of injection of water vapor with a pressure of 1.0 MPa, the condensation temperature will be 180 ° C, that is, the main part of the heat due to the large temperature difference (180 ° C of steam and 8-15 ° C of rock) is released directly near the main technological channels 4 and 4 ¹ . A pressure of 0.3-0.4 MPa, technically achievable by this method, the condensation temperature will be 130-145 ° C, i.e. according to the proposed method, the coolant in the form of steam rather than condensate will penetrate to a greater depth until subsequent condensation in the reservoir area with a temperature of 130-145 ° C, and not due to cooling as a result of mixing with a cold porous medium.

Использование предлагаемого способа позволяет осуществить заявленный технический результат, то есть обеспечивает повышение эффективности прогрева пористой среды паром и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы при паротепловом воздействии на пласт.Using the proposed method allows the claimed technical result to be achieved, that is, it provides an increase in the efficiency of heating the porous medium with steam and an increase in the rate of oil filtration into additional channels with steam and thermal treatment of the formation.

Claims

A method of developing a highly viscous oil field with heat and steam exposure to a formation, including drilling a well, forming tiers of technological channels within one formation, injecting steam into the main technological channels, pumping out heated high-viscosity oil by a pump from additional technological channels, previously dividing the formed tiers of technological channels with a packer the fact that before installing the packer reduce the hydrodynamic level of the fluid in the well to the minimum possible, and about high-viscosity oil is pumped periodically to maintain the lowest possible level of well fluid for normal pump operation in such a way that between the main and additional technological channels create an extended condensation zone of injected water vapor in the absence of water, while pumping oil from the well and injecting steam into the main technological channels are produced until the temperature and pressure in the well are stabilized.